RU2451172C1

RU2451172C1 - Method of well development by creating depression on formation

Info

Publication number: RU2451172C1
Application number: RU2011107891/03A
Authority: RU
Inventors: Ильгизар Хасимович Махмутов (RU); Ильгизар Хасимович Махмутов; Олег Вячеславович Салимов (RU); Олег Вячеславович Салимов; Радик Зяузятович Зиятдинов (RU); Радик Зяузятович Зиятдинов; Фарид Баширович Сулейманов (RU); Фарид Баширович Сулейманов; Марат Фагимович Асадуллин (RU); Марат Фагимович Асадуллин
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date: 2011-03-01
Filing date: 2011-03-01
Publication date: 2012-05-20

Abstract

FIELD: oil and gas production.

SUBSTANCE: method consists in descending of tubing string - TS, replacement of fluid filling the well by aerated water solution of surface-active agent - SAA, formation acid treatment, causing of fluid influx from formation. According to the invention the well development is done by sequential use of cycles of aerated water solution of SAA pumping and acid treatment. Aerated water solution of SAA pumping cycle is done by descending of flexible pipes - FP into the TS not lower than the lower edge of TS. SAA solution aeration is done at the well mouth till obtaining the necessary volume of stable foam system that is pumped through FP filling the inner area of TS. After causing of formation fluid influx FP is descended till the bottom hole and the well is flushed by process fluid with the following determination of affluent-productive characteristics of the formation. After that formation acid treatment cycle is carried out, it includes sequential pumping of 1/3 of total volume of hydrochloric acid and 2/3 of drilling mud acid through FP squeezed by process fluid into formation. After that there held is process exposure necessary for maximum efficiency of acid treatment, FP is lifted to the TS entry into the required interval, after that the cycle of aerated SAA solution pumping is carried out.

EFFECT: increase of method efficiency due to the use of stable foam system and possibility to control depression value against the formation in the course of well development.

2 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам освоения скважины путем создания депрессии на пласт.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to methods for well development by creating a depression on the formation.

Известен способ освоения скважины (авторское свидетельство №1767163, МПК⁸ Е21В, Е21В 43/18, Е21В 43/27, опубл. в бюл. №37 от 07.10.1992 г.), включающий замену жидкости, заполняющей скважину, водой с последующим пуском скважины в эксплуатацию по колонне подъемных труб, причем замену жидкости, заполняющей скважину, на воду осуществляют двумя циклами, в первом из которых производят закачку в межтрубное пространство воды в объеме не менее объема подъемных труб с добавлением в нее реагента, способного в пластовых условиях разлагаться с образованием газов, а во втором - закачку воды в объеме не более объема межтрубного пространства скважины. В качестве реагента, способного в пластовых условиях разлагаться с образованием газов, добавляют карбонат аммония.There is a known method of well development (copyright certificate No. 1767163, IPC ⁸ Е21В, Е21В 43/18, Е21В 43/27, published in bulletin No. 37 of 10/07/1992), which includes replacing the fluid filling the well with water, followed by start-up wells into operation through a column of lifting pipes, and the replacement of the liquid filling the well with water is carried out in two cycles, in the first of which water is pumped into the annulus in the amount of not less than the volume of the lifting pipes with the addition of a reagent capable of decomposing it under reservoir conditions with the formation of gases, and in watts rum - water injection in the amount of not more than the volume of the annular space of the well. Ammonium carbonate is added as a reagent capable of decomposing under formation conditions to form gases.

Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:

- невозможность применения данного способа в поглощающих скважинах и скважинах с низким пластовым давлением, а также отсутствие возможности оперативного регулирования параметров освоения скважины;- the impossibility of applying this method in absorbing wells and wells with low reservoir pressure, as well as the lack of operational control of the parameters of well development;

- не предусмотрена очистка ПЗП скважины в процессе освоения от кольматирующих веществ, что приводит к снижению дебита (приемистости) скважин, вплоть до отсутствия притока даже в осушенной скважине, что требует дополнительных затрат на проведение работ по интенсификации добычи.- cleaning of the bottomhole formation zone of the well in the process of mastering from clogging substances is not provided, which leads to a decrease in the flow rate (injectivity) of the wells, up to the lack of inflow even in the drained well, which requires additional costs for work to intensify production.

Наиболее близким по технической сущности является способ освоения скважины созданием депрессии на пласт (патент RU №2272897, МПК⁸ Е21В 43/18; В 43/27, опубл. в бюл. №9 от 27.03.2006 г.), включающий замену жидкости, заполняющей скважину, на раствор поверхностно-активного вещества (ПАВ) с последующим его газированием путем подачи в скважину газообразователя в виде карбоната аммония, при этом перед подачей газообразующих веществ призабойную зону подвергают кислотной обработке с продавкой кислоты в пласт, в качестве реагентов-газообразователей дополнительно используют водные растворы нитрата натрия NaNO₂ и соляной кислоты HCl; водные растворы реагентов-газообразователей закачивают порционно по 0,5-2,0 м³ в следующей последовательности: карбонат аммония, соляная кислота, нитрит натрия, при этом каждый последующий раствор имеет плотность, большую, чем предыдущий, объем закачиваемых реагентов составляет 0,3-1,0 объема скважины, но не менее 1,1 внутреннего объема напорной колонны, и обусловлен полезным объемом скважины, а раствор поверхностно-активного вещества дополнительно содержит полые стеклянные микросферы.The closest in technical essence is the method of well development by creating a depression on the formation (patent RU No. 2272897, IPC ⁸ ЕВВ 43/18; В 43/27, publ. In Bulletin No. 9 of 03/27/2006), including fluid replacement, filling the well, to a solution of a surface-active substance (surfactant) followed by aerating it by feeding a blowing agent in the form of ammonium carbonate into the well, while before feeding the blowing agents, the bottom-hole zone is subjected to acid treatment with the sale of acid into the reservoir, as additional blowing agents using aqueous solutions of sodium nitrate NaNO ₂ and HCl hydrochloric acid; aqueous solutions of blowing agent reagents are injected in doses of 0.5-2.0 m ³ in the following sequence: ammonium carbonate, hydrochloric acid, sodium nitrite, and each subsequent solution has a density greater than the previous one; the volume of injected reagents is 0.3 -1.0 volume of the well, but not less than 1.1 of the internal volume of the pressure column, and is due to the useful volume of the well, and the surfactant solution additionally contains hollow glass microspheres.

Недостатком данного способа является:The disadvantage of this method is:

- во-первых, газирование раствора ПАВ происходит непосредственно в скважине путем подачи газообразующих веществ в призабойную зону скважины, при этом возможны изменения последовательности течения химических реакций и температурного режима, что может привести к изменению физических и химических свойств заменяющей жидкости, в том числе и разложению газированной жидкости на газ и воду, что в целом снижает успешность освоения скважины;- firstly, the surfactant solution is aerated directly in the well by supplying gas-forming substances to the bottomhole zone of the well, while the sequence of chemical reactions and the temperature regime can change, which can lead to a change in the physical and chemical properties of the replacement fluid, including decomposition carbonated liquid for gas and water, which generally reduces the success of well development;

- во-вторых, величина создаваемой на пласт депрессии не регулируется;- secondly, the magnitude of the depression created on the reservoir is not regulated;

- в-третьих, невозможно эффективно осваивать пласты с загрязненной призабойной зоной, тем более, если эти загрязнения проникли глубоко в пласт, так как для их успешного освоения, кроме кислотной обработки, необходимо значительно увеличивать величину депрессии на пласт.- thirdly, it is impossible to effectively develop formations with a contaminated bottomhole zone, especially if these contaminants penetrated deep into the formation, since for their successful development, in addition to acid treatment, it is necessary to significantly increase the amount of depression on the formation.

Технической задачей изобретения является обеспечение возможности освоения скважины стабильной газожидкостной смесью расчетной плотности (пенной системой), приготовленной на устье скважины с возможностью регулирования величины депрессии на пласт в процессе освоения скважины, а также с возможностью эффективного освоения пластов с загрязненной призабойной зоной.An object of the invention is to provide the possibility of well development with a stable gas-liquid mixture of the calculated density (foam system) prepared at the wellhead with the ability to control the magnitude of the depression on the formation during well development, as well as with the possibility of effective development of formations with a contaminated bottom hole zone.

Поставленная задача решается способом освоения скважины созданием депрессии на пласт, включающим спуск колонны насосно-компрессорных труб НКТ, замену жидкости, заполняющей скважину, на газированный водный раствор поверхностно-активного вещества ПАВ, кислотную обработку пласта, вызов притока жидкости из пласта.The problem is solved by the method of developing the well by creating a depression on the formation, including the descent of the tubing tubing string, replacing the fluid filling the well with a carbonated aqueous solution of a surfactant surfactant, acid treatment of the formation, causing a flow of fluid from the formation.

Новым является то, что освоение скважины производят в виде последовательного использования циклов закачки газированного раствора ПАВ и кислотной обработки, причем цикл закачки газированного раствора ПАВ осуществляют спуском внутрь колонны НКТ гибких труб ГТ не ниже нижней кромки колонны НКТ, а газирование раствора ПАВ производят на устье скважины до получения необходимого объема стабильной пенной системы, который закачивают по ГТ с заполнением внутреннего пространства колонны НКТ, после вызова притока пластовой жидкости ГТ опускают до забоя и производят промывку скважины технологической жидкостью с последующим определением приточно-добывных характеристик пласта, после чего производят цикл кислотной обработки пласта, включающей последовательную закачку по ГТ 1/3 от общего объема соляной кислоты и 2/3 глинокислоты с продавкой в пласт технологической жидкостью, после чего выдерживают технологическую паузу, необходимую для максимальной эффективности кислотной обработки, и ГТ поднимают до входа в колонну НКТ в требуемый интервал, после чего осуществляют цикл закачки газированного раствора ПАВ.New is that well development is carried out in the form of sequential use of injection cycles of a carbonated surfactant solution and acid treatment, and a cycle of injection of a carbonated surfactant solution is carried out by lowering the HT flexible pipes into the tubing string not lower than the lower edge of the tubing string, and the surfactant solution is aerated at the wellhead until the required volume of a stable foam system is obtained, which is pumped through the gas cylinder to fill the inner space of the tubing string, after calling the inflow of formation fluid, the gas tank is lowered before the bottom hole, and the well is washed with technological fluid, followed by determination of the supply and production characteristics of the formation, after which a cycle of acid treatment of the formation is carried out, including sequential injection of 1/3 of the total volume of hydrochloric acid and 2/3 of clay acid with the technological fluid being sold into the formation, after which the technological pause is maintained, which is necessary for the maximum efficiency of acid treatment, and the HT is raised to the required interval before entering the tubing string, after which an injection cycle is carried out azirovannogo surfactant solution.

Также новым является то, что каждый раз после снижения производительности пласта циклы кислотной обработки и закачки газированного раствора ПАВ повторяют.Also new is that every time after a decrease in the productivity of the formation, the cycles of acid treatment and injection of a carbonated surfactant solution are repeated.

На фигуре изображена схема реализации предложенного способа.The figure shows a diagram of the implementation of the proposed method.

Способ освоения скважины созданием депрессии на пласт производят в виде последовательного использования циклов закачки газированного раствора ПАВ и кислотной обработки следующим образом.The method of well development by creating depression on the formation is made in the form of sequential use of the cycles of injection of a carbonated surfactant solution and acid treatment as follows.

В скважину 1 производят спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) 2. Далее, внутрь колонны НКТ 2 спускают колонну гибких труб (ГТ) 3 посредством специальной установки "Колтюбинг" 4 не ниже нижней кромки 2' колонны НКТ 2. После чего на устье скважины обвязывают газокомпрессорную установку 5 с емкостью 6, заполненной приготовленной заранее технологической жидкостью расчетного объема, например 5 м³. Технологическую жидкость приготавливают в виде водного раствора с ПАВ. В качестве ПАВ могут использоваться известные пенообразующие поверхностно-активные вещества, например, может использоваться МЛ-81Б по ТУ 2481-007-48482528-99 (в концентрации - 0,1%), неонол АФ 9-4, АФБ 12 по ТУ 2483-077-05766801-98 (в концентрации - 0,2-0,3%) и др., приготавливаемые в мерной емкости на растворном узле (не показано), после чего завозят на скважину 1, например, в автоцистерне АЦ-10 (емкость 6).A string of tubing (tubing) 2 is lowered into the well 1. Next, a string of flexible tubing (GT) 3 is lowered into the tubing string 2 through a special coiled tubing 4 not lower than the lower edge 2 'of the tubing string 2. Then, at the mouth wells tie a gas compressor unit 5 with a capacity of 6, filled with pre-prepared process fluid of the estimated volume, for example 5 m ³ . The process fluid is prepared in the form of an aqueous solution with a surfactant. Known foaming surfactants can be used as surfactants, for example, ML-81B according to TU 2481-007-48482528-99 (at a concentration of 0.1%), neonol AF 9-4, AFB 12 according to TU 2483- can be used 077-05766801-98 (at a concentration of 0.2-0.3%), etc., prepared in a measured tank at a mortar assembly (not shown), after which they are delivered to well 1, for example, in an ATs-10 tank truck (tank 6).

Далее с помощью насоса и компрессора (не показано), размещенных в составе газокомпрессорной установки 5, газируют технологическую жидкость, выводят на режим освоения газокомпрессорную установку 5, получив на выходе стабильную пенную систему. После чего закачивают газированный раствор ПАВ (стабильную пенную систему) по ГТ 3 с заполнением внутреннего пространства колонны НКТ 2, например, прокачивают газированный раствор ПАВ в вышеупомянутом объеме 5 м³ под давлением 10 МПа через колонну ГТ 3 по кольцевому пространству 7 между НКТ 2 и ГТ 3 в желобную емкость 8, т.е. осуществляют цикл закачки газированного раствора ПАВ.Then, using a pump and a compressor (not shown), which are located in the gas compressor unit 5, the process fluid is aerated, the gas compressor unit 5 is brought to the development mode, and a stable foam system is output. Then a carbonated surfactant solution (stable foam system) is pumped through GT 3 to fill the inner space of the tubing string 2, for example, a carbonated surfactant solution is pumped in the aforementioned volume of 5 m ³ at a pressure of 10 MPa through the GT 3 column through the annular space 7 between the tubing 2 and GT 3 in the groove capacity 8, i.e. carry out a cycle for pumping a carbonated surfactant solution.

При этом сначала происходит вытеснение скважинной жидкости, находящейся во внутреннем пространстве ГТ 3 и кольцевом пространстве 7, в желобную емкость 8 и ее замена на газированный раствор ПАВ. При этом снижается депрессия на пласт 9 и происходит вызов притока скважинной жидкости из пласта 9.In this case, first, the well fluid located in the inner space of GT 3 and annular space 7 is displaced into the groove tank 8 and replaced with a carbonated surfactant solution. This reduces the depression on the reservoir 9 and causes a flow of well fluid from the reservoir 9.

В процессе вызова притока из пласта 9 скважины 1 величину снижения депрессии на пласт 9 регулируют глубиной - L спуска ГТ 3 в колонну НКТ 2, причем чем ниже ГТ 3 размещена в колонне НКТ 2, тем больше создаваемая депрессия на пласт 9, и, наоборот, чем выше гибкая труба 3 размещена в колонне НКТ 2, тем ниже депрессия.In the process of calling the inflow from the formation 9 of the well 1, the amount of depression reduction to the formation 9 is controlled by the depth - L of the lowering of the GT 3 into the tubing string 2, and the lower the GT 3 is placed in the tubing string 2, the greater the created depression on the tubing 9, and vice versa the higher the flexible pipe 3 is placed in the tubing string 2, the lower the depression.

Величину создаваемой депрессии на пласт 9 в процессе вызова определяют опытным путем в зависимости от геолого-технических условий. После чего отключают компрессор и с помощью насоса газокомпрессорной установки 5 промывают забой 10 скважины 1 технологической жидкостью, например водным раствором с ПАВ МЛ-81Б в расчетном объеме, например, не менее 4 м³ с спуском ГТ 3 до забоя 10. При наличии притока из пласта 9 определяют приточно-добывные характеристики скважины любым известным способом, например дебитомером.The magnitude of the created depression on reservoir 9 during the call is determined empirically, depending on the geological and technical conditions. After that, the compressor is turned off and, using the pump of the gas compressor unit 5, the bottom 10 of the well 1 is washed with technological fluid, for example, an aqueous solution with a ML-81B surfactant in a calculated volume, for example, at least 4 m ³ with a discharge of GT 3 to the bottom 10. If there is an inflow from formation 9 determine the supply and production characteristics of the well by any known method, for example, a flow meter.

При отсутствии притока из пласта 9 в скважину 1 производят обработку призабойной зоны пласта (ПЗП) закачкой кислотного раствора в расчетном объеме в зависимости от толщины пласта 9. Для этого отсоединяют нагнетательную линию 11 газокомпрессорной установки 5 от установки "Колтюбинг" 4 и подсоединяют к ней нагнетательную линию кислотного агрегата (не показано) и перекрывают кольцевое пространство 7 между НКТ 2 и ГТ 3 с помощью задвижки 12.In the absence of inflow from the formation 9 into the well 1, the bottom-hole formation zone (PZP) is treated by pumping an acid solution in the calculated volume depending on the thickness of the formation 9. To do this, disconnect the discharge line 11 of the gas compressor unit 5 from the “Coiled tubing” 4 and connect it to the injection the line of the acid aggregate (not shown) and overlap the annular space 7 between the tubing 2 and GT 3 using the valve 12.

Устанавливают низ колонны ГТ 3 напротив "подошвы" интервала перфорации обрабатываемого пласта 9, т.е. нижний конец ГТ 3 размещается ниже нижней кромки 2' НКТ 2. После чего производят цикл кислотной обработки пласта 9, включающей последовательную закачку по ГТ 1/3 от общего объема соляной кислоты и 2/3 глинокислоты с продавкой в пласт технологической жидкостью. Т.е. посредством кислотного агрегата последовательно закачивают соляную и глинокислоту соответственно по 1/3 и 2/3 части от общего объема кислотного состава и производят продавку кислотного состава в пласт любой технологической жидкостью, например пресной водой ρ=1000 кг/м³ под давлением 12 МПа. Например, общий объем закачки кислотного агрегата составляет 4,5 м³, тогда объем соляной кислоты составляет 1,5 м³, а объем глинокислоты составляет 3 м³.The bottom of the GT 3 column is set opposite the “bottom” of the perforation interval of the treated formation 9, i.e. the lower end of the GT 3 is located below the lower edge 2 'of the tubing 2. After that, an acid treatment cycle of the formation 9 is carried out, including sequential injection of 1/3 of the total volume of hydrochloric acid and 2/3 of the clay acid with the technological fluid into the reservoir. Those. hydrochloric acid and clay acid are sequentially injected in 1/3 and 2/3 of the total acid composition, respectively, and the acid composition is pushed into the reservoir by any process fluid, for example, fresh water ρ = 1000 kg / m ³ at a pressure of 12 MPa. For example, the total injection volume of an acid aggregate is 4.5 m ³ , then the volume of hydrochloric acid is 1.5 m ³ and the volume of clay acid is 3 m ³ .

Концентрация и состав соляной кислоты и глинокислоты берутся в любой известной пропорции, применяемой при обработке призабойной зоны пласта 9. Например, используют кислоту соляную ингибированную по ТУ 2122-205-00203312-2000, а глинокислоту - по ТУ 02-1453-78. После чего выдерживают технологическую паузу, необходимую для максимальной эффективности кислотной обработки, и ГТ 3 поднимают до входа в колонну НКТ 2 в требуемый интервал, т.е на глубину - L. После чего отсоединяют нагнетательную линию кислотного агрегата от установки "Колтюбинг" 4 и подсоединяют нагнетательную линию 11 газокомпрессорной установки 5.The concentration and composition of hydrochloric acid and clay are taken in any known proportion used in the treatment of the bottomhole formation zone 9. For example, inhibited hydrochloric acid is used in accordance with TU 2122-205-00203312-2000, and clay clay is used in accordance with TU 02-1453-78. After that, they hold the technological pause necessary for the maximum efficiency of acid treatment, and GT 3 is lifted up to the entrance to the tubing string 2 at the required interval, i.e. to a depth of L. Then the discharge line of the acid aggregate is disconnected from the Coiled Tubing 4 and connected discharge line 11 of the gas compressor unit 5.

После чего цикл закачки газированного раствора ПАВ и кислотной обработки повторяют, как описано выше, расчетное количество раз, обычно от 3 до 5 циклов. При наличии притока из пласта 9 определяют приточно-добывные характеристики скважины любым известным способом. Объемы закачки газированного раствора ПАВ и кислотной обработки в каждом цикле определяются опытным путем.After that, the cycle of injection of a carbonated surfactant solution and acid treatment is repeated, as described above, the calculated number of times, usually from 3 to 5 cycles. In the presence of inflow from the reservoir 9 determine the supply and production characteristics of the well in any known manner. Volumes of injection of a carbonated surfactant solution and acid treatment in each cycle are determined empirically.

Каждый раз после снижения производительности пласта, например при снижении дебита из пласта добывающих скважин или при снижении приемистости пласта нагнетательных скважин более чем на 50%, цикл кислотной обработки и закачки газированного раствора ПАВ повторяют.Each time after a decrease in the productivity of the formation, for example, when the production rate of the production wells decreases or the injectivity of the injection wells decreases by more than 50%, the cycle of acid treatment and injection of a carbonated surfactant solution is repeated.

Способ освоения созданием депрессии на пласт позволяет произвести освоение скважины стабильной газожидкостной смесью (стабильной пенной системой) расчетной плотности, приготовленной на устье скважины с возможностью регулирования депрессии на пласт в процессе освоения скважины путем изменения глубины спуска колонны ГТ, а также повысить эффективность освоения пластов с загрязненной призабойной зоной пласта за счет изменения величины депрессии.The development method by creating a depression on the formation allows the well to be developed with a stable gas-liquid mixture (stable foam system) of the calculated density prepared at the wellhead with the possibility of regulating the depression on the formation in the process of developing the well by changing the depth of the GT string descent, as well as increasing the efficiency of the development of contaminated formations bottomhole formation zone due to changes in the magnitude of depression.

Claims

1. The method of well development by creating a depression on the formation, including the descent of the tubing string — tubing, replacing the fluid filling the well with a carbonated aqueous solution of a surfactant — surfactant, acid treatment of the formation, causing a flow of fluid from the formation, characterized in that well development is carried out in the form of sequential use of injection cycles of aerated surfactant solution and acid treatment, and the injection cycle of aerated surfactant solution is carried out by lowering flexible pipes into the tubing string b - HT is not lower than the lower edge of the tubing string, and the surfactant solution is aerated at the wellhead until the required volume of stable foam system is obtained, which is pumped along the GT with filling the inner space of the tubing string, after the flow of formation fluid is called in, the GT is lowered to the bottom and the well is flushed technological fluid with the subsequent determination of the supply and extraction characteristics of the formation, after which a cycle of acid treatment of the formation is carried out, which includes sequential injection by GT 1/3 of the total volume of Jana acid 2/3 mud acid with prodavkoy process fluid into the formation, after which the process is maintained pause necessary for maximum efficiency of the acid treatment, and HT is raised before entering the tubing to the desired interval after which the injection cycle is performed carbonated surfactant solution.

2. The method according to claim 1, characterized in that each time after a decrease in the productivity of the formation, the cycles of acid treatment and injection of a carbonated surfactant solution are repeated.